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表1全球各种电源的平均CO2排放强度g/(kW·h)
从表1中可以看出,化石能源电力,即煤电、石油和气电均为高碳排放电源(简称“高碳电源”),其中以煤电为最高,而其余所有的8种电源,均是低碳排放电源(简称“低碳电源”)。从各种电源的CO2排放强度可以看出,降低CO2的最简单方法就是大力发展低碳电源,抛弃高碳电源。如2019年11月新西兰通过《零碳法案》,2035年实现100%可再生能源发电。2020年7月,德国联邦议会通过了《燃煤电厂淘汰法案》,最迟到2038年年底,完全淘汰煤炭发电能力。
其次是燃煤发电的燃料替代,如用低碳、零碳燃料替代煤炭,欧洲有不少国家利用天然气、秸杆替代燃煤发电,如英国最大的燃煤电厂Drax拥有6台660MW机组,其中4台机组全部改燃生物质燃料,另外2台改烧天然气。美国则大量使用页岩气替代燃煤发电。
再次是燃煤电厂的CO2捕集利用,可分为燃烧前捕集、富氧燃烧和燃烧后捕集。从现阶段来看,燃烧前捕集技术主要是应用于整体煤气化联合循环(Intergrated Gasification Combined Cycle, IGCC)电厂,已有大规模工业应用的成功案例,但由于该技术工艺复杂,投资成本高,与现有工艺兼容性差,不适用于对现有工艺设备的改造,导致其发展较为缓慢。富氧燃烧仍处于中试验证阶段,没有商业规模项目开始实施建设,大型空分装置的高投资和高能耗,以及系统升压-降压-升压过程中的不可逆损失较大,是制约富氧燃烧技术成本降低的主要因素。燃烧后捕集技术是目前相对成熟的碳捕集技术,是现阶段实现CO2大规模捕集的重要途径,其主要研究方向是提高效率,降低运行成本。
2 中国电力行业碳达峰、碳中和的适宜路径
2.1 中国与发达国家电力行业碳达峰、碳中和的路径异同
发达国家碳达峰是经济社会发展的自然过程,碳达峰时经济发展已度过工业化阶段,进入了后工业化阶段或信息化阶段,经济发展已不依赖能源消费的增长,电力长期处于相对稳定的状态,因此其碳中和主要是在保持现有电力供应的基础上,尽可能减少CO2排放。
中国GDP总量居全球第二,但人均GDP刚刚超过1万美元,2019年中国人均GDP仅占美国的16%,2020年末才消除贫困。中国2019年的人均GDP仅是16个国家碳达峰时人均GDP平均值的18.6%,中国计划在2035年左右基本实现代化,人均GDP达到中等发达国家水平。
中国目前尚未完成工业化,GDP的增长仍依赖能源消费的增长,因此中国电力行业的碳中和不仅要减少CO2排放,而且要满足电力需求的持续增长。据解振华等人的研究预测,中国全社会用电量将从2020年的7.5亿(kW·h)增长到2050年的11.91~14.27亿(kW·h),增长率高达58.8%~90.3%。可见,中国电力行业碳中和的难度要远高于任何发达国家。
中国电力行业碳中和的另一难度在于中国的资源禀赋,据《中国矿产资源报告2019》的数据测算,中国已查明的化石能源储量中煤炭、石油、天然气分别占99%、0.4%、0.6%,因此欧美国家普遍采用的用天然气、页岩气等替代燃煤发电,在中国是行不通的。尽管中国目前的燃气电厂比例很低,但2019年中国天然气的进口依存度43%,石油的进口依存度则高达71%,远超国际公认的安全警戒线。可见,在中国完全淘汰燃煤电厂是不现实的。
2.2 以节能与掺烧为引领,保留火电机组装机不少于8亿kW
2.2.1 实施煤电节能改造,降低单位煤电发电量的碳排放
2014年9月发展改革委、环境保护部、能源局印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,与节能改造前的2013年相比,2019年全国火电行业平均供电煤耗从321g/(kW·h)降低到306.4g/(kW·h),下降14.6g/(kW·h),相当于2019年节约标煤7368万t,仅此就可减少CO2排放近2亿t。
2019年全国火电机组容量118957万kW,其中燃煤发电104063万kW(占87.5%),燃气发电9024万kW,生物质发电2361万kW,余温、余压、余气发电3272万kW,燃油发电175万kW。
60万kW及以上的大机组容量占比为45.0%;30~60万kW等级的机组容量占比35.4%,其中亚临界机组约3.5亿kW,近1000台,容量占比超过30%;单机容量小于30万kW的老小机组容量占比19.6%。这说明全国火电装机容量中近一半的是效率低、煤耗高、性能差的亚临界及以下参数的机组和热电联产小机组,如表2所示。
表2全国火电机组容量等级占比
在实现碳中和过程中,国家应出台政策首先淘汰关停效率低、煤耗高、役龄长的落后老小机组。2019年的统计数据表明,小于10万kW的小机组容量11657.8万kW,占火电总容量的9.8%,年利用小时数4431h, 比全国火电机组的平均利用小时4365h高出66h,小于30万kW的机组容量超过2.3亿kW,应逐一分析这些机组的实际情况,该淘汰的坚决淘汰;其次应该对占煤电容量30%的近1000台亚临界机组进行升级改造。将亚临界机组的效率和煤耗提升到超超临界的水平,以大幅度地降低其煤耗,同时大力改善其低负荷调节的灵活性,以大大提高其消纳风电和光伏发电量的能力,尤其是亚临界机组均是汽包锅炉,具有良好的水动力学的稳定性,因而更加适应电网的负荷调节。徐州华润电厂于2019年7月完成了对32万kW亚临界燃煤机组的改造,额定负荷下的供电煤耗从改造前的318g/(kW·h)降低到282g/(kW·h),每度电降低标准煤耗36g, 按年利用小时4500h计,相当于每年节约标煤5.2万t, 减少CO2排放约14万t。改造后机组不但具有稳定的100%~20%范围内的调峰调频性能,而且在19.39%的低负荷下仍然实现了超低排放,达到了大幅降低煤耗,显著提高灵活性的目标。
2020年12月并网发电的安徽平山电厂二期工程设计供电煤耗251g/(kW·h),厂用电率按5%考虑,发电煤耗仅为238.45g/(kW·h),折算单位发电量的CO2排放量为643.8g/(kW·h),介于IPCC公布的油电与气电CO2排放强度之间。
2.2.2 掺烧非煤燃料,进一步降低煤电碳排放
煤电的另一个低碳发展的方向是煤与生物质、污泥、生活垃圾等耦合混烧。煤与生物质耦合混烧发电主要的突出优点是:利用固体生物质燃料部分或全部代替煤炭,显著降低原有燃煤电厂的CO2排放量;利用大容量高参数燃煤发电机组发电效率高的优势,大幅度提高生物质发电效率,节约生物质燃料资源;利用已有的燃煤发电机组设备,只对燃料制备系统和锅炉燃烧设备进行必要的改造,可以大大降低生物质发电的投资成本;参与混烧的生物质燃料比例可调节范围大(通常为5%~20%),调节的灵活性强,对生物质燃料供应链的波动性变化有很强的适应性。
燃煤电厂掺烧生物质燃料,在国内外均有成熟经验。掺烧污水处理厂污泥,在国内也有不少电厂投运,如广东深圳某电厂300MW燃煤机组、江苏常熟某电厂600MW燃煤机组、江苏常州某电厂600MW燃煤机组。掺烧生活垃圾的主要是循环流化床锅炉的燃煤电厂,也有先将垃圾气化再掺入煤粉炉燃烧的电厂。
2.2.3 碳中和时中国火电机组的保留规模
2020年12月到2021年1月自湖南省通知有序用电之后,浙江、江西、陕西等多地都发出了限电的通知,全国多地出现拉闸限电。2021年1月7日当天晚高峰创出了全社会用电高点,达到了11.89亿kW,全国的发电装机容量为22亿kW,为何不能保证11.89亿kW的用电负荷呢?这就需要区分发电装机容量与保供装机容量。
2020年底中国发电装机容量达到22亿kW,但并不意味着这些机组能够同时发电。2021年1月7日11.89亿kW的用电负荷高峰出现在晚上,太阳能就是光伏发电没有出力。刚好1月7日全国大面积没有什么风,风力发电的装机出力大概10%左右,全国5.3亿kW风电和光伏的总装机,有5亿kW没有出上力。冬季又是枯水期,我国3.7亿kW水电的装机容量在用电高峰时超过2亿kW没有出上力。另外,冬季是天然气的用气高峰,中国1亿kW左右的天然气发电装机,有一半左右也没有出上力。加上发电机组停机检修、区域布局等问题,造成冬季缺电就显而易见了。
2060年前中国争取实现碳中和,电力行业首当其冲,需要大力发展可再生能源,但可再生能源不可控,不能作为保供电源。能够作为保供电源的主要是火电、水电、核电、储能(含抽水蓄能)。火电包括燃煤发电、燃气发电、燃油发电、生物质发电等,是最可靠的保供电源。
2020年中国的水电装机容量3.7亿kW(含抽水蓄能3149万kW),容易开发的水电资源已开发完毕,据报道中国的水电开发极限是4.32亿kW。2020年中国的核电装机容量0.5亿kW,核电由于核安全问题,选址极其困难,加上核燃料资源的限制,不可能大规模发展,预计可发展到2亿kW。
2020年中国建成投运的储能项目累计装机规模3560万kW,其中抽水蓄能3149万kW。2021年4月19日,国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》,明确提出开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划,稳步有序推进储能项目试验示范。在所有储能方式中,抽水蓄能经过了几十年的工程实践检验,技术最为成熟,也最具经济性,具有大规模开发潜力,但选址较为困难。
与抽水蓄能相比,其他储能项目规模都比较小,且有潜在的安全风险。储能项目都是将电能的再次转化,如抽水蓄能是将电能转化为机械能,机械能再转化为电能;化学储能是将电能转化为化学能,再将化学能转化为电能等等,在转换过程中会有大量的能源损耗。考虑到中国大规模开发风电与光伏发电,预计储能项目需新增2亿kW。
考虑到将来极端天气会更多,仍以用电负荷高峰出现在冬季晚间为例,储能、核电的出力能力均取1,水电的出力能力取0.5,计算可得储能、核电、水电的同时发电能力为6.16亿kW。
保留火电机组装机8亿kW,出力能力取0.85,用电高峰时发电能力6.8亿kW。这样,用电高峰时顶得上的发电能力为12.96亿kW,基本可以保证电力供应。
2.3 以低碳能源为关键,大力发展风电与光伏发电
从表1中可以看出,国内外有商业应用的低碳能源有8种,中国的水电资源开发程度已经很高,核电选址较为困难,生物质发电规模已近2500万kW,多余生物质燃料可掺烧到现有燃煤电厂,能够发电的地热资源非常有限,潮汐能发电早有建成的示范项目,但一直未能推广,因此,现在能够大规模发展以至于取代化石能源电力,取代煤电的就是可再生能源电力的风电和太阳能发电这两种电源。
近10多年来中国的风电与太阳能发电均取得快速发展,如图2所示。从图2可以看出,中国风能发电装机从2009年的1613万kW增长到2019年28153万kW,太阳能发电装机从2009年的2万kW增长到2019年25343万kW。
图2中国风电与太阳能发电的发展状况
2020年12月12日,习近平主席在气候雄心峰会上进一步宣布:到2030年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,森林蓄积量将比2005年增加60亿m3,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。
为了满足全社会的用电需要,碳中和时中国非水可再生能源的发展预计将达到50亿kW,主要是风电与太阳能发电,会有少量的地热发电及潮汐能发电。
2.4 以储能与碳捕集为补充,保障电力系统稳定
为减少弃风、弃光、弃水现象,保障电力系统稳定,发展储能项目是非常必要的,但储能项目不仅投资较大,而且本身消耗电能,如抽水蓄能是效率较高的储能方式,能源转换效率仅有75%左右,因此国家必须出台相关政策,推动储能项目的建设。
碳捕集工程,包括碳捕集和封存(CCS)、碳捕集和利用(CCU)以及碳捕集、利用和封存(CCUS)。碳捕集工程不仅投资大、运行费用高,而且面临高耗能、高风险等问题。使用CCUS单位(kW·h)发电能耗增加14%~25%,导致能耗需求量大幅增加;CCUS各个环节成本高昂,导致CCUS难以发展应用;并且不论哪种方式封存CO2都存在泄漏风险,会造成难以评估的环境风险。但是,CCUS仍是碳减排潜在的重要技术,中国政府高度重视,在一系列国家规划与方案中将CCUS列为缓解气候变化的重要技术。
2021年1月国内最大规模15万t/a CO2捕集和封存全流程示范工程在国家能源集团国华锦界电厂建成。
因此,降低碳捕集,利用和封存(CCUS)的成本、能耗及风险任重道远,在没有重大的技术突破以前,显然不宜推广应用。即使CCUS技术有所突破,也需要政府持续推进。
3 电力行业碳达峰、碳中和时CO2排放量
3.1 火电行业碳达峰时CO2排放量
2018年火电行业排放的CO2占全国排放总量的43%,约43亿t。2021年4月22日,习近平主席在领导人气候峰会上指出:中国将严控煤电项目,“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少煤炭消费量。可以看出,2030年前煤电装机容量还是会增长的,全国煤碳消费量会有所减少,但电煤消费量会有所增加,需要大力推进“以电代煤”,提高电气化水平。
预计火电行业碳达峰时CO2排放量会在2018年的基础上增长15%左右,约47亿t。
3.2 火电行业碳中和时CO2允许排放量
据Pierre Friedlingstein等人的研究,2009—2018年全球每年化石燃料排放的CO2介于330~370亿t之间,平均约350亿t,全球碳循环后每年造成大气中CO2增加约180亿t,即全球每年化石燃料排放CO2约170亿t时,就可实现全球碳中和。中国人口数占世界人口总数的18.5%,如果不考虑共同但有区别的责任,按全球人均CO2排放来考虑,中国碳中和时可排放CO2约31.45亿t, 比2018年排放的100.3亿t减少68.85亿t。
2018年中国火电行业排放的CO2占全国排放总量的43%,不考虑碳中和实现时煤炭基本上均用来发电,其他工业行业的CO2排放占比会有所下降,火电行业应该上升的因素,火电行业可以排放CO2约13.5亿t,电力行业的CO2排放指标应超过该限值。
3.3 电力行业碳中和时CO2预测排放量
依据前面的分析,在现有能源资源、技术水平及安全需求基础上,碳中和时中国电力行业的发电装机构成、发电量及CO2排放量测算如表3所示。风电与太阳能各按25亿kW计,考虑到技术进步,除燃煤发电外,CO2排放强度均按表1中数值的0.8倍计算,全国煤电机组按发电煤耗281g/(kW·h)、供电煤耗295g/(kW·h)计,全国生物质量按折算1.07亿t标准煤计,折算其装机容量及发电量,1t标煤燃烧后排放2.7t的CO2。
表3碳中和时中国电力行业生产与CO2排放
从表3中可以看出,碳中和时,全国发电装机容量高达64.3亿kW,其中非化石能源发电装机容量58亿kW,占比90.2%;煤电装机容量5.3亿kW,占比8.2%;包括生物质与余热、余压、余气在内的火电装机容量8亿kW,占比12.4%。从发电量来看,碳中和时,全国发电量近13万亿(kW·h),其中非化石能源发电量占比85.3%。
全国电力行业排放CO2量15.21亿t, 其中火电行业排放13.18亿t, 占全国可排放总量31.45亿t的41.9%,小于目前的占比水平43%。可见,如果能够实现上述目标,电力行业作出的贡献是相当巨大的。
4 结语
(1)碳达峰包括达峰时间与峰值,碳中和不是CO2零排放,中国碳达峰时火电行业排放的CO2量约47亿t,碳中和时火电行业允许排放CO2量约13.5亿t。
(2)中国电力行业的发展路径应贯彻以节能与掺烧为引领,保留火电机组不少于8亿kW;以低碳能源为关键,大力发展风电与光伏发电;以储能与碳捕集为补充,保障电力系统稳定等3条重要举措。
(3)碳中和时中国电力装机容量预计可达64.3亿kW(不包括储能容量),非化石能源发电装机容量占比90.2%,发电量占比85.3%。电力行业排放CO2将从超过47亿t下降至15.21亿t, 其中火电行业排放13.18亿t。
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2月28日,湖北省市场监管局发布关于做好2025年度电力行业碳排放计量工作的函。详情如下:省市场监管局关于做好2025年度电力行业碳排放计量工作的函国网湖北省电力有限公司、碳排放权登记结算(武汉)有限责任公司、湖北碳排放权交易中心有限公司、国家能源集团湖北能源有限公司、中国华电集团有限公司湖
北极星售电网获悉,湖北省市场监督管理局发布关于做好2025年度电力行业碳排放计量工作的函,其中提到,完成全省300MW级及以上火电机组(含2025年投产机组)碳计量监测装置安装、子站建设和电力碳计量与碳核查一体化服务平台(以下简称省级碳计量平台)数据接入,完善省级碳计量平台碳计量审查等应用功能。
习近平总书记高度重视发展数字经济,强调数字经济“正在成为重组全球要素资源、重塑全球经济结构、改变全球竞争格局的关键力量”。党的二十大报告强调,“加快发展数字经济,促进数字经济和实体经济深度融合,打造具有国际竞争力的数字产业集群”。随着各行业数字化、智能化转型步伐加快,全国一体化算
在当今快速发展的AI时代下,电力行业正迎来一场前所未有的智能化变革,前沿的大模型技术正成为推动行业转型升级的重要力量。今天,我们就来深入了解易事特“易碳”平台智能化方案,看它如何通过大模型赋能,创新引领电力行业走向更加智慧、高效的未来。技术引领,打造电力智能化新引擎易事特“易碳”平
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